主變壓器絕緣油色譜異常分析與故障處理

王寶健，楊永尚

(華電內(nèi)蒙古能源有限公司包頭發(fā)電分公司，內(nèi)蒙古包頭014013)

1 機組概況

2 變壓器色譜分析與故障診斷

2007－02－15—03－01，華電內(nèi)蒙古能源有限公司包頭發(fā)電分公司縮短了油色譜分析的周期，連續(xù)跟蹤特征氣體的變化(見表1)，總烴的體積分數(shù)不斷上升，從108.91μL/L升至219.00μL/L，其中乙炔的體積分數(shù)也有所上升。

2.1 判斷故障的嚴重性

計算此期間的設備絕對產(chǎn)氣速率

式中:va為絕對產(chǎn)氣速率，mL/d;Ci2為第2次取樣時測得的油中某氣體的體積分數(shù)，μL/L;Ci1為第1次取樣測得的油中某氣體的體積分數(shù)，μL/L;Δt為2次取樣間的實際運行時間，d;m為設備總油量，t;ρ為油的密度，t/m3。

該變壓器為隔膜式油枕，油總量為28.2t，依上式得出總烴的絕對產(chǎn)氣速率為267mL/d，明顯超過DL/T722—2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》和GB/T7252—2001《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》推薦的變壓器和電抗器油中總烴等的絕對產(chǎn)氣速率注意值12mL/d[2]。根據(jù)經(jīng)驗值，產(chǎn)氣速率超過96mL/d就列為嚴重故障。

2.2 故障類型的診斷

按照DL/T722—2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》和GB/T7252—2001《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》提出的改良三比值判斷法進行故障類型的診斷。三比值法在實際運用中判斷準確率相對較高，可作為診斷類型的依據(jù)。代入數(shù)值得出φ(C2H2)/φ(C2H4)，φ(CH4)/φ(H2)，φ(C2H4)/φ(C2H6)3個比值的編碼組合為022，對照故障類型得出變壓器內(nèi)部高溫過熱(高于700℃)的結論。

表1 特征氣體的變化情況

2.3 根據(jù)經(jīng)驗公式判斷故障溫度

為進一步確定是否存在高溫過熱故障，對熱點進行溫度估算，依據(jù)日本月岡、大江等人提出的油紙絕緣熱裂解時產(chǎn)氣的三比值與溫度關系的經(jīng)驗公式t=322log[φ(C2H4)/φ(C2H6)]+525來判斷故障溫度[1]:2007－02－25，t=322×log4.481+525=734.7(℃);2007－03－02，t=322log4.467+525=734.3(℃)。從計算結果來看，故障點存在過熱情況且溫度相對穩(wěn)定。

從以上分析可以判斷，變壓器可能存在分接開關接觸不良、引線夾件螺釘松動或接頭焊接不良的現(xiàn)象，渦流引起銅過熱，鐵芯漏磁，局部短路和層間絕緣不良，鐵芯多點接地等故障引起的過熱。華電內(nèi)蒙古能源有限公司包頭發(fā)電分公司與變壓器生產(chǎn)廠家討論、分析測試結果并根據(jù)實際情況繼續(xù)做色譜試驗追蹤分析，于2007年8月小修時對變壓器進行內(nèi)部檢查。

3 現(xiàn)場故障處理過程

(1)2007－08－11停機小修，廠家技術人員打開變壓器油箱人孔，有針對性地對潛油泵、分接開關、低壓套管和高壓中性點套管接觸面、鐵芯接地等進行檢查，發(fā)現(xiàn)#4冷卻器油泵轉(zhuǎn)子有明顯摩擦痕跡(如圖1所示)，泵內(nèi)發(fā)現(xiàn)有一個小金屬顆粒，說明定子與轉(zhuǎn)子的間隙中進入了雜質(zhì)而引起摩擦過熱，作者分析認為，泵內(nèi)進入金屬顆粒可能是變壓器油色譜總烴超標和乙炔超標的原因。對#4冷卻器的潛油泵進行更換(因油泵運行中有不明顯間斷異音)，緊固了高、低壓側引線的接線螺絲，未發(fā)現(xiàn)其他異常，直阻、變比測試與歷史記錄比對無差異，變壓器油做了過濾脫氣處理。從2007年8月25日投運后到2008年4月大修期間，變壓器主要特征氣體的含量仍然逐漸上升，總烴的體積分數(shù)最高達200.00μL/L，乙炔的體積分數(shù)最高達到2.13μL/L，總烴的體積分數(shù)和產(chǎn)氣速率較修前降低了，但仍未找到主要故障點。

(2)2008年4月，#2機組大修時吊罩查找故障點。大修前做了詳細的檢查試驗方案，吊罩后除進行了常規(guī)測試外，還對繞組、鐵芯、分接開關、磁屏蔽、高/低壓引線、各CT等做了重點檢查，查出3處故障:

1)發(fā)現(xiàn)無載分接開關靜觸頭上有一處細小的凹坑和麻點(不太明顯)。分析認為，可能在一個接觸環(huán)面上偶爾產(chǎn)生的雜質(zhì)造成接觸不良，曾經(jīng)因過熱和放電分解出烴類氣體。更換了原分接開關。

圖1 #4潛油泵電機轉(zhuǎn)子劃痕

2)發(fā)現(xiàn)鐵芯級間絕緣有一處短路點(鐵芯表面第1級和第2級之間絕緣油道處)。分析認為，由于鐵芯各級采用并聯(lián)方式接地，如果鐵芯級間絕緣發(fā)生短路，交鏈的交變磁通量就比較多，會產(chǎn)生較大的電勢和環(huán)流，在短路點處就容易發(fā)生過熱和放電。將該處鐵芯極間的并聯(lián)接地改為串聯(lián)接地。

3)上鐵軛外側一級有部分矽鋼片存在下墜現(xiàn)象，但下墜部分矽鋼片表面沒有發(fā)現(xiàn)過熱、放電痕跡，現(xiàn)場使用專用工具進行了復位和緊固。

檢查無其他異常后鐘罩回裝，補油靜置后，做常規(guī)預試并聯(lián)系內(nèi)蒙古電力科學試驗研究院做局部放電試驗，試驗結果均符合規(guī)程要求。投運前空載試驗合格，空載損耗和空載電流與歷史記錄比較無明顯差異;2008－05－27投運后，按規(guī)程要求做油中氣體的色譜分析，無超注意值項且穩(wěn)定;2008－08－22的定期試驗結果再次發(fā)現(xiàn)總烴的體積分數(shù)(203.00 μL/L)和乙炔的體積分數(shù)(1.60μL/L)超過注意值，甲烷和乙烯所占比例大，通過三比值法的診斷仍為變壓器內(nèi)部高溫過熱。為此，華電內(nèi)蒙古能源有限公司包頭發(fā)電分公司與設備生產(chǎn)廠家協(xié)商后決定，在現(xiàn)場檢查未果的情況下，將變壓器返廠進行徹底檢修，在返廠檢修前仍做好短周期的油中溶解氣體的色譜追蹤分析工作，以便及時發(fā)現(xiàn)和診斷變壓器故障的發(fā)展趨勢。2009年8月變壓器返廠前，總烴的體積分數(shù)由170.00μL/L逐漸上升到634.00μL/L，甲烷和乙烯占的比例大且仍有上升趨勢，乙炔的體積分數(shù)在0.90～2.90μL/L之間波動。

4 變壓器返廠故障檢查并處理

(1)吊罩檢查未發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象，安裝恢復，做1.1倍負載試驗和1.1倍長時空載試驗并多次監(jiān)測油色譜，負載試驗時色譜無異常變化，空載時發(fā)現(xiàn)含有乙烯和乙炔，再次吊罩監(jiān)測未發(fā)現(xiàn)異常;在空氣中做30%的額定電流試驗，未檢測到局部過熱。初步確定了與故障磁路有關，與電路無關。

(2)解體鐵芯，拆卸過程中在鐵芯柱中心縱向絕緣油道發(fā)現(xiàn)相鄰位置的2片絕緣油道的邊緣有過熱灼傷且發(fā)黑的痕跡，如圖2和圖3所示。

由于相鄰2點發(fā)黑位置實為同一故障點，因此，鐵芯片完全解體后在縱向油道高壓側第8級鐵芯片處有熏黑痕跡，如圖4、圖5所示。

(3)色譜異常分析。此故障點是由于有異物(或雜質(zhì))進入鐵芯柱中心縱向油道而導致的。鐵芯柱中心油道是由7片絕緣油道拼接而成的，每2片絕緣油道間存在一定縫隙，異物位于相鄰2片絕緣油道的間隙處，由于異物質(zhì)量較小，與鐵芯之間為虛接觸，在變壓器運行過程中，因鐵芯振動和變壓器負荷突變等因素影響(如接觸情況的微變、過勵磁等)，造成2個鐵芯框之間局部短路，形成多點接地(如圖6所示)，在短路點形成環(huán)流，造成短路點周圍的鐵芯片端面過熱，使變壓器在運行中油色譜異常情況時隱時現(xiàn)。

圖6 鐵芯兩框間短路示意圖

(4)處理措施。對鐵芯進行全面檢查、清理，更換鐵芯所有的絕緣件，更換因燒損清空的3級鐵芯片以及檢查過程中損傷的鐵芯片。組裝后做相關出廠試驗，確保設備的合格。

5 結束語

從華電內(nèi)蒙古能源有限公司包頭發(fā)電分公司#2機組B相主變壓器故障處理過程可以看出，變壓器油色譜分析發(fā)揮了重要作用，它對發(fā)現(xiàn)變壓器內(nèi)部某些潛伏性故障及其發(fā)展程度的早期診斷非常靈敏且有效。因此，應開展色譜分析并不斷地從實踐中總結經(jīng)驗，盡早確定潛伏性故障，結合運行、檢修情況和其他試驗結果來綜合判斷故障的部位，以準確提供解決處理方案，保證變壓器安全、穩(wěn)定運行。

[1]操敦奎，許維宗，阮國方.變壓器運行維護與故障分析處理[M].北京:中國電力出版社，2008.

[2]GB/T7252—2001，變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則[S].